JP5526079B2 - 風力発電システムおよび風力発電システムにおける風力発電機増設方法 - Google Patents

風力発電システムおよび風力発電システムにおける風力発電機増設方法 Download PDF

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Description

本発明は、風力発電システムおよび風力発電システムにおける風力発電機増設方法に関する。

枯渇の可能性がある化石エネルギーを用いずに、自然界に存在する再生可能エネルギーを電力エネルギーに変換する方法の一つに、風力発電機がある。この発電方法はCO2をほとんど発生させないクリーンなエネルギー源であることから、地球規模の環境問題を解決するプロセスとして、世界中で急速に導入が進んでいる。風力発電で発電された電力は電力系統に連系され、電力会社に送電されていく。電力系統では電力需要の大きさに応じて、電力系統内にある火力発電所などの大型発電機の発電出力を調整することで、電力需給のバランスを保っている。

現在、国内には、多くの風力発電事業者が、多くの風力発電機をすでに導入しており、今後、その数はさらに増加傾向にある。

風力発電機の発電出力は、風を受ける面積と空気の密度と風速の3乗に比例する。このエネルギー源となる風は時間変動が大きいことから、発電出力の出力変動も大きくなる。従って、風力発電機の導入数を増加させていくことは、出力変動を電力系統に増加させていくこととなり、結果的に電力系統内の調整力不足や周波数変動の拡大が懸念される。特に、中周期領域と呼ばれる数分〜20分程度の変動は、上記懸念材料について、影響が大きいとされている。そのため、現在は、電力会社が風力発電の系統連系許容量を算出して、その量に応じ電力会社が募集をかけ、風力発電事業者が応募し、当選後、事業者が風力発電機を建設するという流れになっている。従って、従来は、電力会社の募集がなければ、風力発電所(周波数変動対策を施さない風力発電所)を新設することができない状況にある。

一方で、電力会社の募集とは別に、電力会社への随時受付という方式がある。この方式であれば、電力会社の募集時期、募集量に影響されることなく、風力発電事業者の発電所建設計画に則り、風力発電所の建設が可能であることから、今後、風力発電機の増加には、非常に有効な方式となる。

現在、電力会社への随時受付を可能にしている方式は、蓄電池付の風力発電機のみで、特に出力一定制御型風力発電設備のみが可能である。出力一定制御型風力発電設備は、今後の風速を予測しながら、24時間後の発電所出力を事前に決定し、深夜解列時間帯の発電出力を蓄電池に貯蔵し、予告運転する方式である。従って、風力発電による周波数変動の影響をゼロにすることから、電力会社への随時受付が可能となっている。この方式の電力会社が義務化した技術要件は、例えば、非特許文献1に記載され、発電出力の出力変動がほぼ零であること、発電出力と発電計画時の予想出力の差が最大発電出力の2%以下にすることである。

しかし、これを実現するためには、風力発電機の総発電出力に対し、多くの蓄電池容量が必要である。例えば、特許文献1には、風力発電システムに併設される蓄電池の容量は、風力発電所の定格容量に対して25〜60%程度に選定されることが記載されている。実際には、例えば、非特許文献2に記載のように、51MWの風力発電機に対して、34MWの蓄電池設備を有している。また、風力発電機の定格出力と同容量の蓄電設備が必要な場合もある。従って、現状の随時受付の実現、つまり出力一定制御型風力発電設備を実現するためには、風力発電機の総発電出力の少なくとも約60%を有する蓄電池設備が必要であり、その結果、電力会社が周波数変動対策の条件を付さないで募集する風力発電所と比して1.6倍〜1.7倍程度の大幅なコスト増加となると見込まれる。

なお、蓄電システム併設型風力発電システムにおいて、出力変動を抑制し、かつ蓄電池の充放電に伴う電力損失を低減するものが特許文献2に記載されている。

特開2010-51117、段落0030 特許第4551921号 特開2007-124780

"出力一定制御型風力発電設備の周波数変動対策に関する技術要件"、[online]、平成23年、東北電力株式会社、[平成23年5月10日検索]、インターネット<URL:http://www.tohoku-epco.co.jp/oshirase/newene/04/pdf/h21_01.pdf> 遠藤昭、「日本風力開発:JWDの軌跡、第1ステージから第4ステージへ」、風力エネルギー、日本風力エネルギー協会、平成21年5月、第33巻、第1号、15〜21頁

既設の風力発電所の発電出力を増加させる方法として、風力発電機だけを増設することが考えられる。しかし、風力発電機だけを増設すれば、当然のことながら、増設した風力発電機分の出力変動が増加されるため、その増加分に応じて、電力会社の調整頻度や負担が必然的に増加する。従って、従来、既設の風力発電所に風力発電機だけを増設するという考えはなく、また、電力会社は風力発電機だけを増設することを受付していない。

既設の風力発電所に風力発電機を増設し、かつ増設した風力発電機分の出力変動を増加させなければ、電力会社は風力発電機の増設を受付(随時受付)する可能性がある。増設した風力発電機分の出力変動を増加させないようにするために、増設した風力発電機の発電出力に対応した蓄電池容量の蓄電設備を用意したのでは、風力発電所を新設する場合と同様に、高コストになってしまう。

本発明は、従来、検討されていなかった既設の風力発電所に風力発電機を増設するという新概念のもと、風力発電機増設に伴う出力変動増加を抑制して電力会社の負担を増加させないこと、そして、多くの蓄電池容量を必要としないで(即ち低コストで)風力発電機増設に伴う出力変動増加を抑制して風力発電事業者の負担を増加させないことが可能な風力発電システム及び風力発電システムにおける風力発電機増設方法を提供することを目的とする。

本発明の目的は、既設風力発電所の所定周期(出力変動を緩和する周期)における出力変動(率)を求め、この既設風力発電所の出力変動(率)をもとにして、増設風力発電所の出力変動(率)が、既設風力発電所の出力変動(率)を超えないように、蓄電池装置の充放電制御を行うようにすることにより達成される。

具体的には、増設後の風力発電所の出力変動(率)が既設風力発電所について求めた出力変動(率)以下になるように、既設の風力発電機分の出力変動を、蓄電池装置を利用して抑制する制御を行うか、または、増設後の風力発電所の出力変動(率)が既設風力発電所の出力変動(率)以下になるよう、既設風力発電機と増設風力発電機の和の出力変動を、蓄電池装置を利用して抑制する制御を行うことによって本発明の目的が達成される。

より具体的には、特許請求の範囲に記載の構成によって本発明の目的が達成される。

本発明によれば、風力発電機増設に伴う出力変動増加を抑制して電力会社の負担を増加させないこと、そして、多くの蓄電池容量を必要としないで(即ち低コストで)風力発電機増設に伴う出力変動増加を抑制して風力発電事業者の負担を増加させないことが可能となる。

本発明の実施例1における風力発電システム構成を示す図。 本発明の実施例1における出力可能幅の上下限の算出方法を説明する図。 本発明の実施例1における充放電制御ならびに風力発電機の発電電力制限方法を説明する図。 本発明の実施例1における出力変動率に対する出現度の累積頻度の比較の検討結果を説明する図。 本発明の実施例1におけるシミュレーション結果を説明する図。 本発明の実施例2における風力発電システム構成を示す図。 本発明の実施例2における出力変動率に対する出現度の累積頻度の比較の検討結果を説明する図。

以下、図面を用いて本発明の実施例を説明する。

先ず、本発明の基本的な概念を、出力変動制御を行っていない既設風力発電所に、風力発電機を増設する場合を例にして説明する。

既述したように、風力発電機の導入数を増加させていくことは、出力変動を電力系統に増加させていくこととなる。特に、中周期領域と呼ばれる数分〜20分程度の周期における出力変動の増加は、電力系統内の調整力不足や周波数変動の拡大を招く恐れがある。調整力(負荷周波数制御)の限界は連系可能量を算定する大きな要因となる。

従って、風力発電機を増設するに際して、中周期領域における出力変動を抑制、即ち、風力発電機増設後の風力発電所の中周期領域における出力変動が既設の風力発電所の中周期領域における出力変動よりも大きくならなければ、電力会社に特に負担をかけることにならないので、風力発電機の増設を随時受付と同様に電力会社に受付けて貰える可能性が高くなる。

本発明ではこのような観点から、既設風力発電所における中周期(例えば20分間)の出力変動を実測し、この出力変動よりも風力発電機増設後の風力発電所の中周期(例えば20分間)の出力変動が大きくならないように風力発電所の出力を制御するものである。電力系統への連係可能量を算定する要因が中周期領域以外の出力変動であれば、その周期領域での出力変動を実測して、出力変動を抑制することも可能である。以下では、現状、電力系統への影響が大きい中周期領域の出力変動を抑制すること例にして説明を行う。

さらに、風力発電事業者から見た場合、風力発電機増設に伴う出力変動増加の抑制を効率的に(低コストで)達成することが重要となる。本発明者らは、先ず、風力発電機増設後の風力発電所の出力変動をどのようにすれば既設の風力発電所の出力変動を上回らないか、即ち、風力発電機をどのような計画で増設すれば良いか検討した。

風力発電機増設後の風力発電所の出力変動が既設の風力発電所の出力変動を上回らないようにするための方法としては、既設の風力発電機はそのままとし、増設する風力発電機分について出力変動が起きないようにすることが考えられる。このためには、増設する風力発電機分の出力変動(率)が略ゼロになるよう制御する必要がある。これでは、出力一定制御型風力発電設備を新設する場合と同様になり、増設する風力発電機の定格出力に見合った蓄電設備を用意する必要があり、現状、低コストで風力発電機を増設するということは困難と考えられる。これが実現されるのは、既設風力発電機の総発電出力に対して、増設風力発電機の総発電出力が1%以下などの、小型風力発電機を増設する場合等である。

本発明者らは、既設の風力発電所がある程度の出力変動が許容されていることに着目し、この既設の風力発電所で許容されている出力変動をベースに増設後の風力発電所の出力を制御すれば、低コストで風力発電機を増設することが可能であることを見出したものである。次に、この考えのもと、風力発電機の増設計画の基本概念を説明する。

(1)先ず、既設の風力発電機(既設の風力発電所)の出力変動(率)を求める。出力変動は中周期(例えば20分間)の出力の最大値と最小値の出力幅を1分間毎に求める。例えば、7時00分から7時20分の間の出力の最大値と最小値の出力幅を求め、次に7時01分から7時21分の間の出力の最大値と最小値の出力幅を求め、順次、1分毎に20分間の出力の最大値と最小値の出力幅を求める。既設の風力発電所の出力変動と増設後の風力発電所の出力変動を比較する場合、この出力変動の幅で比較するか、増設後の風力発電所の総発電出力を分母とした出力変動率で比較する(既設の風力発電機の定格出力を分母とした出力変動率で比較することも可能であるが、以下の説明では増設後の風力発電所の総発電出力を分母とした出力変動率、即ち、既設の風力発電機の定格出力と増設する風力発電機の定格出力の和を分母として算定した出力変動率で説明する。)。この出力変動率の定義に基づき、既設の風力発電所の出力変動率よりも増設後の風力発電所の出力変動率が大きくならないようにすれば良いことになる。そして、この中周期の出力変動(率)のデータをある期間蓄積し、出力変動(率)に対する出現度の累積頻度を求める。図4は、この出力変動率に対する出現度の累積頻度を示すものである。図4では、出現度の累積頻度が99.7%(統計学上ほぼ100%とされる3σの数値)となるのは、出力変動率が40%であることから、この既設の風力発電機(既設の風力発電所)の出力変動率が40%であることがわかる。

(2)次に、増設する風力発電機について変動を抑制する制御を行わない場合の出力変動(率)を推測する。風力発電機の立地点が既設も増設も同じ地域であることから、増設する風力発電機の出力は既設の風力発電機と同様の割合で変動するものと推測できる。既設の風力発電機の実測データに基づき出力変動を推測できるので、新たな地点に風力発電所を新設する場合と比べて、より精度の高い計算が可能となる。増設風力発電機の出力変動の精度高く推測できるので、増設後の風力発電所に必要とされる蓄電設備の蓄電容量を精度高く求めることができ、過剰な容量の蓄電設備となることが避けられ、その結果、低コストが可能となる。

(3)そして、風力発電機増設後の風力発電所の出力変動(率)を既設の風力発電所の出力変動(率)を超えないように出力を制御する。即ち、既設の風力発電機の出力変動(率)と増設する風力発電機の出力変動(率)をもとにして、増設後の風力発電所の出力制御における出力変動(率)の目標値の算出を行う。この出力制御にあたっては、蓄電設備を併設して制御を行う。出力変動(率)、目標値などを考慮して蓄電設備の容量を決めることになる。出力制御の仕方については、次の二通りの制御が考えられる。

一つの制御は、増設後の風力発電所の出力変動(率)が既設の風力発電機(既設の風力発電所)について求めた出力変動(率)以下になるように、既設の風力発電機分の出力変動を、蓄電設備を利用して抑制する制御を行う。この場合、増設の風力発電機分の出力変動を抑制する制御は行わない。この制御は、言い換えれば、増設後の風力発電所における既設の風力発電機分の出力変動(率)が、既設の風力発電機(既設の風力発電所)について求めた出力変動(率)と増設後の風力発電所における増設する風力発電機分の出力変動(率)の差以下となるように、既設の風力発電機分の出力変動を、蓄電設備を利用して抑制制御することである。例えば、既設の風力発電機の定格出力を10MWとし、増設の風力発電機の定格出力を5MWと仮定した場合、既設の風力発電機(既設の風力発電所)の出力変動が6MW(出力変動率は6/15で40%)と求められた場合、増設する風力発電機分の出力変動は3MW(出力変動率は3/15で20%)と推定できるから、増設後の風力発電所における既設の風力発電機分の出力変動をその差分の3MW以下の出力変動(3/15で20%以下の出力変動率)となるように蓄電設備を利用して抑制制御する。従って、この方式においては、既設の風力発電所で認められている出力変動を利用して出力制御することになるので、出力一定制御型風力発電所(上述の例では5MWの風力発電所)を新設する場合と比べて、蓄電設備の容量を小さくすることが可能となる。また、上述の(2)で述べたように、既設の風力発電所において求められた精度の高い出力変動に基づき蓄電設備を準備することができるので、過剰な容量の蓄電設備となることが避けられる。

また、他の出力制御として、増設後の風力発電所の出力変動(率)が既設の風力発電機(既設の風力発電所)の出力変動(率)以下になるよう、増設後の風力発電所の出力、つまり、既設の風力発電機と増設の風力発電機の和の出力変動を、蓄電設備を利用して抑制する制御を行う。例えば、既設の風力発電機の定格出力を10MWとし、増設の風力発電機の定格出力を5MWと仮定した場合、既設の風力発電機(既設の風力発電所)の出力変動が6MW(出力変動率は6/15で40%)と求められた場合、増設する風力発電機分の出力変動は3MW(出力変動率は3/15で20%)と推定でき、従って、増設後の風力発電所では、予想される9MWの出力変動(60%の出力変動率)を、6MWの出力変動(40%の出力変動率)に収まるように蓄電設備を利用して抑制制御する。この場合においても、既設の風力発電所で認められている出力変動を利用して出力制御することになるので、出力一定制御型風力発電所を新設する場合と比べて、蓄電設備の容量を小さくすることが可能となる。また、上述の(2)で述べたように、既設の風力発電所において求められた精度の高い出力変動に基づき蓄電設備を準備することができるので、過剰な容量の蓄電設備となることが避けられる。

次に、出力制御の具体的な方法について説明する。

蓄電池(蓄電システム)を併設した風力発電所としては、例えば、特開2007-124780(特許文献3)に記載されたものがあり、この特許文献3では、風力発電装置の発電電力の平均値に対して所定の範囲を設け、この範囲を逸脱するときのみ蓄電システムの充放電を実施する方法が示されている。上述したように、中周期領域と呼ばれる数分〜20分程度の周期における出力変動の増加は、電力系統内の調整力不足や周波数変動の拡大を招く恐れがある。本実施例では、このことから中周期における出力変動を抑制するため、中周期の出力変動を求めて、この変動を抑制するようにするものである。特許文献3の方法では、出力変動を緩和するために、発電出力の平均値という簡易な出力目標値を用いるため、中周期領域の変動抑制を確実に行うためには、平均値に対する所定の範囲を小さく設定する必要があるものと思われる。しかし、この場合、実際には、中周期領域の変動緩和には寄与しない不要な充放電が発生し、電力損失を増加させる結果となる。また不要な充放電により、蓄電池寿命が低下して、風力発電所の運用期間内に蓄電池を交換する可能性もでてくる。

本出願人は、特許文献2に、中周期領域の出力変動を効果的に抑制する方法を提案している。本実施例では、この特許文献2に記載の方法を用いることで、上述の(3)の制御を行うようにしている。この特許文献2に記載の方法を用いることにより、中周期領域の出力変動を確実に抑制でき、また、蓄電池の充放電に伴う損失を低減し、蓄電池寿命を延ばす運用が可能となる。

特許文献2に記載の風力発電システム方式のポイントは、以下のA)〜C)である。

A) 現在から過去のある一定期間における出力変動抑制の対象となる風力発電装置群と蓄電装置群の出力の和(システム出力)の最大値と最小値から、次の未来のある一定期間後における出力可能幅を決定する。

B) 次の未来のある一定期間後に、出力変動緩和の対象となる風力発電機群の発電出力が出力可能幅の上限値より大きい時は蓄電池装置群に充電指令を、出力可能幅の下限値より小さい時は蓄電池装置群に放電指令を、また、出力可能幅内の時は蓄電池装置群に充放電フリー指令をそれぞれ出すことで、充放電制御を行う。

C) 風力発電機群に風車出力制限機能を有する場合は、次の未来のある一定期間後に、出力変動緩和の対象となる風力発電機群の発電出力が蓄電装置に充電してもなお出力可能幅の上限値より大きい時に風車出力制限指令を出す。

この特許文献2の制御方法は、例えば、東北電力株式会社が風力発電を募集するに当たって、風力発電事業者に要望する「風力発電設備の技術要件」である、任意の時刻から始める20分間において、変動対策後のシステム出力(1分間平均値)の「最大値−最小値」、つまり、出力変動(率)の目標値が風力発電機の定格出力の10%以下、を実現することが可能である。このような中周期領域の出力変動抑制制御方法を、上述の(3)の制御に用いることにより、風力発電機増設後の風力発電所の出力変動(率)を既設の風力発電所の出力変動(率)を超えないように確実に制御することができ、また、蓄電池の充放電に伴う損失を低減し、蓄電池寿命を延ばす運用が可能となる。

次に、特許文献2に記載の制御方法を適用した風力発電システムの実施例について説明する。

本実施例では、上述の(3)における制御として、増設後の風力発電所の出力変動(率)が既設の風力発電機(既設の風力発電所)について求めた出力変動(率)以下になるように、既設の風力発電機分の出力変動を、蓄電設備を利用して抑制制御するものである。

本実施例の風力発電システムの構成を図1に示す。本実施例の風力発電システムは、増設風力発電機群100、既設風力発電機群200、蓄電池装置群300、風力発電機用SCADA4、コントローラ5で構成される。風力発電機用SCADA4は風力発電機の運転状況や発電電力等の運転情報を収集する役割を担い、また、風力発電機に電力制限指令を与える機能を有する。この風力発電システムは、電力系統10に連系され、増設後風力発電所11の発電電力を電力系統10に送電する。増設風力発電機群100、既設風力発電機群200の連系点には、それぞれ発電電力PW(増)、PW(既)を計測する電力計6、7がそれぞれ設置されている。また、蓄電池装置群300の連系点には、蓄電池装置群300の充放電電力PBを計測する電力計8が設置されている。

本実施例において、出力変動緩和の対象となるのは既設風力発電機群200である。既設風力発電機群200のシステム出力PS(1)と、PW(既)、PBには、以下の関係式が成り立つ。
PS(1)= PW(既)+ PB ・・・ (1)
また、電力系統10に送電する風力発電システムの発電所システム出力PSには、以下の関係式が成り立つ。
PS = PS(1)+ PW(増) ・・・ (2)
そこで、本発明の目的を達成するためには、既設風力発電機群200であるPW(既)が従来有していた(許容されていた)出力変動率(又は出力変動)に対して、PSの出力変動率(又は出力変動)を比較した際、以下の(3)式の関係式が成立することが必要である。尚、ここで、出力変動率は、増設風力発電機群100の定格出力と既設風力発電機群200の定格出力の和を分母として表したものである。従って、出力変動率で表しても出力変動(出力変動幅)で表しても同じである。以下の説明では出力変動率で説明する。
出力変動率(PW(既)) ≧ 出力変動率(PS) = 出力変動率(PS(1)) + 出力変動率(PW(増)) ・・・ (3)
従って、(3)式は、以下の(3’)式となる。
出力変動率(PW(既)) − 出力変動率(PW(増)) ≧ 出力変動率(PS(1)) ・・・ (3’)
以上のことから、出力変動緩和の対象となる風力発電機群を既設風力発電機群200とするこの風力発電システムでは、増設後の風力発電所における既設風力発電機群200の出力変動を蓄電池装置群300の充放電制御で緩和することで、元々、既設風力発電機群200が有した出力変動率と増設風力発電機群100の出力変動率の差以下に出力変動率(PS(1))を抑制することが必要となる。

次に、この抑制制御を行うコントローラ5について説明する。主な機能は、上述のA)〜C)に記載したものである。コントローラ5の機能・動作としては、効率的な充放電制御を可能にするために、出力可能幅を設定し、また、出力可能幅を逸脱した際にいつでも充放電できるよう蓄電池のSOC(充電率)を把握しながら、各蓄電池へ充放電指令を出す。本コントローラ5を適用することにより、変動緩和に寄与しない不要な充放電を、可能な限り少なくして、蓄電池寿命の低下や、充放電に伴う電力変換器損失、蓄電池内部損失を回避することができる。ここでは、電力系統への影響が大きい中周期領域を考慮し、出力変動制御を20分周期として行う場合について説明する。

A) 出力可能幅(上下限)の算出
先ず、目標の出力変動率を算定する。特許文献2では風力発電装置群の定格出力の10%以下を出力変動の目標としているが、本実施例では、既設風力発電機群200に増設風力発電機群100を増設する時に、出力変動率を変えないまま、定格出力だけを向上するものであるので、目標の出力変動率は特許文献2とは異なるものになる。

既設風力発電機群(既設の風力発電所)の20分間の出力変動率を上述の(1)で述べたように求めX%と表す(=既設の風力発電所の出力変動÷(増設後の風力発電所の定格出力=既設風力発電機群の定格出力+増設風力発電機群の定格出力))。また、増設風力発電機群の増設風力発電機の20分間の出力変動率を上述の(2)で述べたように算定しY%と表す(=増設風力発電機群の出力変動÷(増設後の風力発電所の定格出力=既設風力発電機群の定格出力+増設風力発電機群の定格出力))。

従って、増設後の風力発電所における既設風力発電機群のシステム出力(PS(1))の目標の出力変動率は、(X−Y)%以下となる。言い換えれば、既設の風力発電機群200が従来有していた(許容されていた)出力変動率X%を、出力変動率(X−Y)%以下を目標に制御することになる。

次に、図2に示すように、システム出力PS(1)の現在の時刻から過去19分間(出力変動緩和の対象周期(20分周期)に対応して決められる)の最小値PS(1)minに(X−Y)%を加算した数値を出力可能幅Rの上限に設定し、システム出力PS(1)の現在の時刻から過去19分間の最大値PS(1)maxから(X−Y)%を減算した数値を、出力可能幅Rの下限に設定することで、出力可能幅を設定する。このように出力可能幅Rを設定することにより、対象とする周期の出力変動を確実に抑制することができる。

B) 蓄電池装置群の充放電制御
現在の時刻から1分後(出力変動緩和の対象周期の終期)のシステム出力PS(1)が出力可能幅R内になるように、蓄電池装置群300の充放電電力PBを調整する。出力変動緩和の対象となる既設風力発電機群200の発電電力が、出力可能幅Rの上限値を超える時は充電制御を蓄電池装置群300に指令し、出力可能幅Rの下限値を下回る時は放電制御を蓄電池装置群300に指令する。また、出力可能幅R内の時は待機指令を蓄電池装置群300に指令する。このように蓄電池装置群300を充放電制御することで、出力変動制御の対象となる既設の風力発電機群200のシステム出力PS(1)の20分間における出力変動率を、常時(X−Y)%以下に抑えつつ、かつ蓄電池の充放電電力量を少なくすることが可能となる。また、充放電制御を円滑に行うため、特許文献2に記載のように蓄電池の充電率調整機能も付与している。蓄電池装置群300は、各蓄電池へ充放電電力PBをPB C1〜PB Cnとして分散しながら指令を出す必要がある。この指令は、特許文献2に記載のように、各蓄電池の充電率(SOC:State of Charge)を基準にだされ、SOCの高い蓄電池から放電制御、SOCの低い蓄電池から充電制御を行うように設定されている。この指令を出すために、現状の蓄電池の充電率SOC1〜SOC nを把握する機能が付いている。

C) 風力発電機の発電電力制限指令
風力発電機群に風車出力制限機能を有する場合は、図3に示すように、次の未来のある一定期間後に、出力変動緩和の対象となる風力発電機群の発電出力が蓄電池装置群に充電しても、即ち、蓄電池装置へ充電指令する充電電力を差し引いても出力可能幅Rの上限値より大きい時に発電電力制限指令を出す。特に風速の急激上昇に伴う風力発電機の発電出力の激増抑制に効果的である。本機能は風力発電機のブレードのピッチ角を調整し、風のエネルギー逃がすことで実現できる。従って、自然エネルギーの有効利用には可能な限り使用しないことが望ましい。

次に、出力変動制御の対象となる既設風力発電機群200について説明する。出力変動制御の対象となる既設風力発電機群200は複数の風力発電機と、風力発電機用SCADA4によって構成される。風力発電機用SCADA4は、既設風力発電機群200の運転状況や、発電出力等の運転情報を収集する役割を担う。同時に、風力発電機用SCADA4は、コントローラ5から、既設風力発電機群200の発電電力の制限指令PLCを受信し、個々の風力発電機の発電電力の和が、PLC以下になるように、個々の風力発電機に、それぞれ電力制限指令PLC1、PLC2・・・PLCmを与える機能を有する。なお、基本的に増設風力発電機群100も同様の構成となるが、出力変動制御を必要としないため、風力発電機用SCADA4、ならびにコントローラ5をもつ必要はない。また、発電電力制限機能がない場合は、コントローラ5から既設風力発電機群200の発電電力がPLC以下になるような指令を風力発電機用SCADA4は受けない。この発電電力制限機能がある場合は、出力変動制御を確実に行うことができる。

次に増設風力発電機群100、既設風力発電機群200を構成する風力発電機について説明する。増設風力発電機群100、既設風力発電機群200に用いる風力発電機は、特許文献2に記載のように、風力発電機内部の同期発電機が交直変換器、変換器を介して、電力系統に連系されている。適用する風力発電機は、いずれも電力変換器とブレードのピッチ角を調整することにより、可変速運転を可能としている。またこれらの風力発電機は、ピッチ角の制御と、電力変換器の制御を組み合わせることにより、その発電電力を所定値以下に制限することが可能である。この機能が上述の発電電力制限指令を可能にしている。また、風力発電機の種類については、直流励磁型同期発電機、交流励磁型同期発電機、永久磁石型同期発電機があるが、いずれの場合においても、同様の効果を得ることができる。また、既設風力発電機又は増設風力発電機について、発電機群として複数台で構成する場合を例に説明したが、それぞれが1台の場合であっても本発明を適用できる。

次に蓄電池装置群300について説明する。蓄電池装置群300の各蓄電池は、特許文献2に記載のように、複数の二次電池、変換器、連系変圧器、遮断器等で構成され、電力系統に連系されている。適用する二次電池は、鉛蓄電池、ナトリウム硫黄電池、レドックスフロー電池、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池、リチウムイオンキャパシタのいずれか1種類、あるいはこれらの組み合わせから構成される。また、蓄電池として、二次電池の代わりにキャパシタとして、電気二重層キャパシタや、コンデンサを用いる形態、あるいは、二次電池とキャパシタの組み合わせ、あるいは他の蓄電要素の組み合わせで構成しても、同様の効果が得られる。また、蓄電装置として、フライホイール、SMESなどの電気エネルギーを運動エネルギーとして蓄積可能なシステムを用いても、同様の効果を得ることができる。また、蓄電池は、それぞれSOCを計測しており、その値をコントローラ5に伝達する。また、蓄電池について、複数の蓄電池からなる蓄電池装置群について説明したが、1台の蓄電池の場合であっても本発明を適用できる。

次に、本実施例の風力発電システムの動作例について説明する。図4、5は、本実施例1の条件において、コントローラ5、蓄電池装置群300、風力発電機の発電電力制限を用いた出力変動制御の状況をシミュレーションにより算出した結果を示すものである。なお、このシミュレーションの計算をするにあたり、既設風力発電機群200の発電電力を9.95MW、増設風力発電機群100の発電電力を4.60MW、蓄電池装置群300の容量を増設後風力発電所(14.55MW)の定格出力の約8%としている。既設風力発電機は実際の風力発電所のデータを用いている。

図4には、出力変動率に対する出現度の累積頻度の比較を示す。この図の評価ポイントは、既設の風力発電所における既設風力発電機群200の出力変動率40%の出現度と比較することであり、これより大きい累積頻度の条件が有効となる。この図における既設風力発電機の出力変動率と出現度の累積頻度の関係は、実際の風力発電所のデータを用いて算出している。図4から分かるように、出現度の累積頻度が99.7%(統計学上ほぼ100%とされる3σの数値)となるのは、出力変動率が40%であることから、この既設の風力発電所における既設風力発電機群200の出力変動率が40%であることがわかる。次に、増設風力発電機群100を導入後の出力変動率(既設風力発電機(制御なし)+増設風力発電機(制御なし)の出力変動率)と累積頻度の関係を計算したところ、出現度の累積頻度が99.7%の出力変動率が56%であり、従って、この状態のままでは(出力制御を行わないままでは)、風力発電機の増設に伴い、定格出力だけでなく、出力変動率も増加することがわかる。そこで、既設風力発電機群200のシステム出力PS(1)が出力変動率20%、30%に収まるように運転した場合の出力変動率と累積頻度の関係を計算し、出現度の累積頻度が99.7%の出力変動率を求める。その結果、既設風力発電機のシステム出力PS(1)を出力変動率20%に収まるように運転した場合において、既設の風力発電所における既設風力発電機群200の出力変動率以下になることがわかる。

図5には、増設風力発電機群100と既設風力発電機群200の発電電力の和(PS(既)+PW(増))、発電所システム出力PS、蓄電池装置群3の充放電電力PB、ならびに発電所全体の出力変動率を示している。また、図5は、図4の結果に基づき、既設風力発電機群200を出力変動率20%となるように出力変動制限運転したシミュレーション結果である。図5より、コントローラ5、蓄電池装置群300、風力発電機の発電電力制限を用いた出力変動制御により、既設風力発電機群200を出力変動率20%に収まるよう運転することで、増設後風力発電所11の発電所システム出力の出力変動率が40%以下となることがわかる。また、本シミュレーション結果から、蓄電池装置群300の寿命も、充放電サイクル数を基準として算出したところ、蓄電池装置群300は適用予定年数の17年以上の寿命を期待でき、なおかつ、充放電制御に伴う電力損失量が1.7%と大幅に小さくなるという結果が得られている。

以上のことから、コントローラ5、増設後の定格出力の約8%という非常に少ない蓄電池装置群300、風力発電機の発電電力制限を用いた出力変動制御で、既設風力発電機群200を出力変動率20%に収まるよう運転することで、本発明の目的である、増設型風力発電所11の出力変動率を既設の風力発電所における既設風力発電機群200の出力変動率以下、または同レベルとし、かつ総発電出力だけを効率的に増加させることが可能となる。

なお、上述の実施例では、既設・増設に関わらず出力制限機能を持たせることで評価した例を示しているが、個々の風力発電機全てが出力制限機能を持つ必要はなく、何れか一つの風力発電機に出力制限機能を持たせる場合でも良く、更には、出力制限機能の代わりに、個々の風力発電機の運転・停止状態を切り替えることにより、風力発電機群全体として、発電電力を所定値以下に制限する機能がある構成をとれば、同様の効果をえることができる。

また、本実施例では、変動緩和対象の電力変動を、中周期領域の出力変動(本実施例では20分程度の周波数帯の出力変動)を例に説明したが、変動緩和すべき周波数帯は電力系統ごとに異なるため、電力系統に応じて制御定数を変えることにより、本発明の効果は同様に実現可能である。

次に、上述の(3)の出力制御として、増設後の風力発電所の出力変動(率)が既設の風力発電機(既設の風力発電所)の出力変動(率)以下になるよう、増設後の風力発電所の出力、つまり、既設の風力発電機と増設の風力発電機の和の出力変動を、蓄電設備を利用して抑制する制御を行う風力発電システムについて説明する。

本実施例の対象となる風力発電システムの構成を図6に示す。本実施例の風力発電システムとしては、基本的には図1と略と同様であるが、差異点としては、出力変動制御運転する風力発電機が増設風力発電機群100、既設風力発電機群200の両方であり、その両方の合計の発電電力を計測する電力計12が設置される。本実施例では、電力計7,8,12を設けているが、電力計12が設置される場合、電力計7と8を省略することは可能である。また、電力計7と8を設ける場合、電力計12を省略することも可能である。

本実施例において、出力変動緩和の対象となるのは増設風力発電機群100及び既設風力発電機群200の合計発電出力PW(合)である。合計発電出力PW(合)、PW(既)、PW(増)には、以下の関係式が成り立つ。
PW(合) = PW(既) + PW(増) ・・・ (4)
電力系統10に送電する風力発電システムの発電所システム出力PSには、以下の関係式が成り立つ。
PS = PW(合) + PB ・・・ (5)
そこで、本発明の目的を達成するためには、既設風力発電機群200であるPW(既)が従来有した出力変動率(既設風力発電所の出力変動率)に対して、発電所システム出力PSの出力変動率を比較した際、以下の関係式が成立することが必要である。
出力変動率(PW(既)) ≧ 出力変動率(PS) ・・・ (6)
従って、(6)式は、以下の(6’)式となる。
出力変動率(PW(既)) ≧出力変動率PW(合)+ PB ・・・ (6’)
以上のことから、出力変動緩和の対象となる風力発電機群を既設風力発電機群200と増設風力発電機群100とするこの風力発電システムでは、既設風力発電機群200と増設風力発電機群100の合計発電出力PW(合)の出力変動を蓄電池装置群300の充放電制御で緩和することで、元々、既設風力発電機群200が有した出力変動率以下の出力変動率(PS)にすることが必要となる。

コントローラ5の機能、既設風力発電機群200、増設風力発電機群100、個々の風力発電機、蓄電池装置群300のそれぞれの内容については、基本的には実施例1と略同様である。

次に、本実施例の風力発電システムの動作例について記載する。図7は、実施例2の条件において、コントローラ5、蓄電池装置群3、風力発電機の発電電力制限を用いた出力変動制御の状況をシミュレーションにより算出した結果である。なお、このシミュレーションにおいても、実施例1と同様に、既設風力発電機群200の発電電力を9.95MW、増設風力発電機群100の発電電力を4.60MW、蓄電池装置群300の容量を増設後風力発電所(14.55MW)の定格出力の約8%としている。

図7には、出力変動率に対する出現度の累積頻度の比較を示す。この図の評価ポイントも、図4と同様に、既設風力発電所における既設風力発電機群200の出力変動率40%の出現度と比較することであり、これより大きい累積頻度の条件が有効となる。増設風力発電機群100と既設風力発電機群200の合計発電出力の出力変動を、蓄電池装置群300の充放電で緩和し、発電所システム出力PSの出力変動率が20%、30%、40%に収まるように運転した場合の出力変動率と累積頻度の関係を計算し、出現度の累積頻度が99.7%となる出力変動率を求める。その結果、合計発電出力を出力変動率20%と30%で運転した場合において、既設の風力発電所における既設風力発電機群200の出力変動率以下になることがわかる。また、本シミュレーション結果から、蓄電池装置群300の寿命も、充放電サイクル数を基準として算出したところ、蓄電池装置群300は適用予定年数の17年以上の寿命を期待できる。充放電制御に伴う電力損失量については、実施例1より多少多いが、出力変動率30%で運転した場合においては2.1%、出力変動率20%で運転した場合においては4.3%と、大幅に小さくなるという結果が得られている。

以上のことから、コントローラ5、増設後の風力発電所における定格出力の約8%という非常に少ない蓄電池装置群300、風力発電機の発電電力制限を用いた出力変動制御で、増設風力発電機群100と既設風力発電機群200の合計を出力変動率20%に収まるよう運転することで、本発明の目的である、増設型風力発電所11の出力変動率を既設の風力発電所における既設風力発電機群200の出力変動率以下、または同レベルとし、かつ総発電出力だけを効率的に増加させることが可能となる。

なお、実施例1及び2に関わらず、蓄電池装置群300については、定格出力の約8%という非常に少ない容量となっているが、その容量を増加すればするほど、風力発電機増設に伴う出力変動増加を抑制しやすくなる一方で、蓄電池のコストが増加するため、コスト面からは効果的ではない。一般的には蓄電池装置群300を定格出力の5〜25%程度にすることが望ましい。

4・・・風力発電機用SCADA、5・・・コントローラ、6,7,8,12・・・電力計、9・・・連系トランス、10・・・電力系統、11・・・増設後風力発電所、100・・・増設風力発電機群、200・・・既設風力発電機群、300・・・蓄電池装置群。

Claims (10)

  1. 1台以上の既設風力発電機を有する風力発電所に1台以上の増設風力発電機を設けた風力発電システムであって、
    1台以上の蓄電池装置と、前記既設風力発電機の発電出力を検出する発電電力検出装置と、前記蓄電池装置の充放電電力を検出する充放電電力検出装置と、前記蓄電池装置の充放電を制御する制御装置を備え、
    前記制御装置は、前記風力発電システムにおける変動緩和すべき所定周期の出力変動または出力変動率が、予め求めた前記増設風力発電機を設ける前の前記風力発電所の前記既設風力発電機の出力変動又は出力変動率以下となるように、前記蓄電池装置の充放電を制御して前記既設風力発電機の発電電力と前記蓄電池装置の充放電電力の和である前記既設風力発電機のシステム出力を制御することを特徴とする風力発電システム。
  2. 請求項1において、前記制御装置は、前記既設風力発電機のシステム出力の出力変動または出力変動率が、前記予め求めた既設風力発電機の出力変動又は出力変動率と予め求めた前記増設風力発電機の出力変動または出力変動率の差以下となるように、前記蓄電池装置の充放電を制御することを特徴とする風力発電システム。
  3. 請求項2において、前記制御装置は、前記発電電力検出装置と前記充放電電力検出装置からの信号に基づき前記既設風力発電機のシステム出力を算出し、前記所定周期に対応する現在から過去のある一定期間における前記既設風力発電機のシステム出力の最大値と最小値を求め、前記最小値に前記出力変動または出力変動率の差に対応する電力を加算して現在から一定期間後である前記所定周期の終期における前記システム出力の出力可能幅の上限を求め、前記最大値から前記出力変動または出力変動率の差に対応する電力を減算して前記出力可能幅の下限を求め、前記既設風力発電機の発電電力を前記出力可能幅の上限及び下限と比較して、前記既設風力発電機の発電電力が前記出力可能幅を逸脱する場合に前記蓄電池装置へ充放電指令を出すことを特徴とする風力発電システム。
  4. 請求項3において、前記制御装置は、前記既設風力発電機の発電電力が前記出力可能幅にある場合、前記蓄電池装置に待機指令し、前記既設風力発電機の発電電力が前記出力可能幅の上限を超える場合、前記蓄電池装置に充電指令し、前記既設風力発電機の発電電力が前記出力可能幅の下限を下回る場合、前記蓄電池装置に放電指令することを特徴とする風力発電システム。
  5. 請求項4において、前記既設風力発電機の少なくとも一つは出力制限機能を備え、前記制御装置は、前記所定周期の終期における前記既設風力発電機の発電出力が、前記蓄電池装置へ充電指令する充電電力を差し引いても前記出力可能幅の上限を超えるときに前記出力制限機能を備えた前記既設風力発電機に出力制限指令を出すことを特徴とする風力発電システム。
  6. 1台以上の既設風力発電機を有する風力発電所に1台以上の増設風力発電機を設けた風力発電システムであって、
    1台以上の蓄電池装置と、前記既設風力発電機の発電出力と前記増設風力発電機の発電電力を検出する発電電力検出装置と、前記蓄電池装置の充放電電力を検出する充放電電力検出装置と、前記蓄電池装置の充放電を制御する制御装置を備え、
    前記制御装置は、前記風力発電システムにおける変動緩和すべき所定周期の出力変動または出力変動率が、予め求めた前記増設風力発電機を設ける前の前記風力発電所の前記既設風力発電機の出力変動又は出力変動率以下となるように、前記蓄電池装置の充放電を制御して前記既設風力発電機の発電電力と前記増設風力発電機の発電電力と前記蓄電池装置の充放電電力の和である前記風力発電システムのシステム出力を制御することを特徴とする風力発電システム。
  7. 請求項6において、前記制御装置は、前記発電電力検出装置と前記充放電電力検出装置からの信号に基づき前記システム出力を算出し、前記所定周期に対応する現在から過去のある一定期間における前記システム出力の最大値と最小値を求め、前記最小値に予め求めた前記出力変動または出力変動率に対応する電力を加算して現在から一定期間後である前記所定周期の終期における前記システム出力の出力可能幅の上限を求め、前記最大値から前記出力変動または出力変動率の差に対応する電力を減算して前記出力可能幅の下限を求め、前記既設風力発電機と前記増設風力発電機の合計発電電力を前記出力可能幅の上限及び下限と比較して、前記合計発電電力が前記出力可能幅を逸脱する場合に前記蓄電池装置へ充放電指令を出すことを特徴とする風力発電システム。
  8. 請求項7において、前記制御装置は、前記合計発電電力が前記出力可能幅にある場合、前記蓄電池装置に待機指令し、前記合計発電電力が前記出力可能幅の上限を超える場合、前記蓄電池装置に充電指令し、前記合計発電電力が前記出力可能幅の下限を下回る場合、前記蓄電池装置に放電指令することを特徴とする風力発電システム。
  9. 請求項7において、前記既設風力発電機及び前記増設風力発電機の少なくとも一つ風力発電機は出力制限機能を備え、前記制御装置は、前記所定周期の終期における前記合計発電出力が、前記蓄電池装置へ充電指令する充電電力を差し引いても前記出力可能幅の上限を超えるときに前記出力制限機能を備えた前記風力発電機に出力制限指令を出すことを特徴とする風力発電システム。
  10. 既設風力発電機を有する風力発電所に新たな風力発電機を増設して総発電電力を増加させる風力発電システムにおける風力発電機増設方法であって、
    既設風力発電所の中周期領域における出力変動又は出力変動率を求め、
    前記既設風力発電所の前記出力変動又は出力変動率に基づき、増設風力発電機の出力変動又は出力変動率を推測し、
    新たな風力発電機を増設した後の風力発電所の出力変動又は出力変動率が、前記既設風力発電所の出力変動又は出力変動率を超えないように、蓄電池装置と該蓄電池装置の充放電制御装置を計画することを特徴とする風力発電システムにおける風力発電機増設方法。
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